王冬容

（中電國際政策研究室主任）

今年是“十四五”能源規劃編制之年，關于煤炭和煤電如何考慮成為關注的焦點。今年疫情之后，多個煤電建設開閘放水的消息見諸報端，更有人主張“十四五”要新建高達2億千瓦煤電項目。同時，也有一股強大呼聲，呼吁控制發展煤電的慣性沖動，主張通過充分發展可再生能源和挖掘需求側資源來滿足電力負荷增量，大力發展虛擬電廠，替代煤電調峰，并進一步推動能源革命。

那么，究竟什么是虛擬電廠？其資源狀況、未來發展空間如何？如何理解虛擬電廠在能源革命和現代能源體系建設中的意義和作用？當前在我國推進虛擬電廠新業態還存在哪些突出問題？如何有效克服這些問題？在這里簡要梳理如下。

一、什么是虛擬電廠

從現有的研究和實踐來看，虛擬電廠可以理解為：是將不同空間的可調節（可中斷）負荷、儲能、微電網、電動汽車、分布式電源等一種或多種資源聚合起來，實現自主協調優化控制，參與電力系統運行和電力市場交易的智慧能源系統。它既可作為“正電廠”向系統供電調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納配合系統填谷；既可快速響應指令配合保障系統穩定并獲得經濟補償，也可等同于電廠參與容量、電量、輔助服務等各類電力市場獲得經濟收益。

虛擬電廠自本世紀初在德國、英國、西班牙、法國、丹麥等歐洲國家開始興起，同期北美推進相同內涵的“電力需求響應”。我國同時采用這兩個概念，一般認為虛擬電廠的概念包含需求響應。目前虛擬電廠理論和實踐在發達國家已成熟，各國各有側重，其中美國以可控負荷為主，規模已超3千萬千瓦，占尖峰負荷的4%以上；以德國為代表的歐洲國家則以分布式電源為主；日本以用戶側儲能和分布式電源為主，計劃到2030年超過2500萬千瓦；澳大利亞以用戶側儲能為主，特斯拉公司在南澳建成了號稱世界上最大的以電池組為支撐的虛擬電廠。“十三五 ”期間，我國江蘇、上海、河北、廣東等地也相繼開展了電力需求響應和虛擬電廠的試點。如江蘇省于2016年開展了全球單次規模最大的需求響應。國網冀北電力有限公司高標準建設需求響應支撐平臺，優化創新虛擬電廠運營模式，高質量服務綠色冬奧，并參與了多個虛擬電廠國際標準制定。

二、虛擬電廠的三類資源

虛擬電廠賴以發展起來是以三類資源的發展為前提的。一是可調（可中斷）負荷，二是分布式電源，三是儲能。這是三類基礎資源，在現實中，這三類資源往往會糅合在一起，特別是可調負荷中間越來越多地包含自用型分布式能源和儲能，或者再往上發展出微網、局域能源互聯網等形態，同樣可以作為虛擬電廠下的一個控制單元。

相應，虛擬電廠按照主體資源的不同，可以分為需求側資源型、供給側資源型和混合資源型三種。需求側資源型虛擬電廠以可調負荷以及用戶側儲能、自用型分布式電源等資源為主。供給側資源型以公用型分布式發電、電網側和發電側儲能等資源為主。混合資源型由分布式發電、儲能和可調負荷等資源共同組成，通過能量管理系統的優化控制，實現能源利用的最大化和供用電整體效益的最大化。

可調（可中斷）負荷

可調負荷資源的重點領域主要包括工業、建筑和交通等。其中工業分連續性工業和非連續性工業；建筑包括公共、商業和居民等，建筑領域中空調負荷最為重要；交通有岸電、公共交通和私家電動車等。可調負荷資源在質和量兩個方面都存在較大的差別。在質的方面，可以從調節意愿、調節能力和調節及聚合成本性價比幾個維度來評判。總的來說，非連續工業是意愿、能力、可聚合性“三高”的首選優質資源，其次是電動交通和建筑空調。在量的方面，調節、聚合技術的發展和成本的下降都在不斷提升可調負荷資源量。從國家電網等企業和江蘇、上海等省市的調查情況看，當前我國可調負荷資源經濟可開發量保守估計在5000萬千瓦以上。

分布式電源

分布式電源（分布式發電）指的是在用戶現場或靠近用電現場配置較小的發電機組，包括小型燃機、小型光伏和小型風電、水電、生物質、燃料電池等或者這些發電的組合。

當前我國對分布式電源（發電）的界定和統計還處在不夠嚴謹的狀態。據初步統計，截至2018年底，我國分布式電源裝機約為6000萬千瓦，其中，分布式光伏約5000萬千瓦，分布式天然氣發電約為300萬千瓦，分散式風電約為400萬千瓦。一些符合條件的小水電未被納入，小型背壓式熱電也因爭議大暫未被作為分布式發電。而站在虛擬電廠的角度，對分布式發電資源的界定在于調度關系，凡是調度關系不在現有公用系統的，或者可以從公用系統脫離的發電資源，都可以納入虛擬發電資源。從這個意義上說，所有自備電廠都是虛擬電廠潛在的資源。

儲能

儲能是電力能源行業中最具革命性的要素。儲能技術經濟性的快速提升，使電能突破了不可大規模經濟儲存的限制，也改變了行業控制優化機制。按照存儲形式的區別，儲能設備大致可分為四類：一是機械儲能，如抽水蓄能、飛輪儲能等；二是化學儲能，如鉛酸電池、鈉硫電池等；三是電磁儲能，如超級電容、超導儲能等；四是相變儲能。據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，截至2019年12月，全球已投運電化學儲能累計裝機為809萬千瓦，我國171萬千瓦，初步形成電源側、電網側、用戶側“三足鼎立”新格局。

三、虛擬電廠發展的三個階段

虛擬電廠的三類基礎資源都在快速發展，所以虛擬電廠自身的發展空間也在快速拓寬。但并不是有了資源虛擬電廠就自然發展出來了，而是要有系列必要的體制機制條件為前提。依據外圍條件的不同，我們把虛擬電廠的發展分為三個階段。第一個階段我們稱之為邀約型階段。這是在沒有電力市場的情況下，由政府部門或調度機構牽頭組織，各個聚合商參與，共同完成邀約、響應和激勵流程。第二個階段是市場型階段。這是在電能量現貨市場、輔助服務市場和容量市場建成后，虛擬電廠聚合商以類似于實體電廠的模式，分別參與這些市場獲得收益。在第二階段，也會同時存在邀約型模式，其邀約發出的主體是系統運行機構。第三個階段是未來的虛擬電廠，我們稱之為跨空間自主調度型虛擬電廠。隨著虛擬電廠聚合的資源種類越來越多，數量越來越大，空間越來越廣，實際上可稱之為“虛擬電力系統”，其中既包含可調負荷、儲能和分布式能源等基礎資源，也包含由這些基礎資源整合而成的微網、局域能源互聯網。

第一階段：邀約型虛擬電廠

在電力市場包括電能量現貨市場、輔助服務市場和容量市場到位之前，即可通過政府部門或調度機構（系統運行機構）發出邀約信號，有虛擬電廠（聚合商）組織資源（以可調負荷為主）進行響應。當前我國各省試點的虛擬電廠以邀約型為主，其中以江蘇、上海、廣東等省市開展得較好。

2015年，江蘇在全國率先出臺了季節性尖峰電價政策，明確所有尖峰電價增收資金用于需求響應激勵，構建了需求響應激勵資金池，為江蘇地區需求響應快速發展奠定基礎；同年，江蘇省工信廳、物價局出臺了《江蘇省電力需求響應實施細則》，明確了需求響應申報、邀約、響應、評估、兌現等業務流程。根據歷年來實踐經驗和市場主體的意見，江蘇省電力公司會同相關主管部門不斷優化激勵模式和價格機制，按照響應負荷容量、速率、時長明確差異化激勵標準。首創“填谷”響應自主競價機制，實現用電負荷雙向調節，資源主體參照標桿價格向下競價出清，有效促進資源優化配置，提升了清潔能源消納水平。2016年，江蘇省開展了全球單次規模最大的需求響應，削減負荷352萬千瓦。2019年再次刷新紀錄，削峰規模達到402萬千瓦，削峰能力基本達到最高負荷的3%～5%。為促進新能源消納，2018年以來在國慶、春節負荷低谷時段創新開展填谷需求響應，最大規模257萬千瓦，共計促進新能源消納3.38億千瓦時。

近年來，江蘇省需求響應參與覆蓋面不斷擴大。從2015年主要以工業企業參與需求響應開始，逐步引入樓宇空調負荷、居民家電負荷、儲能、充電樁負荷等，不斷匯聚各類可中斷負荷資源。截至目前，已經累計匯聚3309幢樓宇空調負荷，最大可控超過30萬千瓦，與海爾、美的等家電廠商合作，依托家電廠商云平臺對居民空調、熱水器等負荷進行實時調控。2020年，首次開展5戶客戶側儲能負荷參與實時需求響應，與萬邦合作，首次將江蘇地區1萬余臺充電樁負荷納入需求響應資源池。截至目前，江蘇地區累計實施響應18次，累計響應負荷量達到2369萬千瓦，實踐規模、次數、品種等均位居國內前列。

第二階段：市場型虛擬電廠

當前在我國，屬于市場型虛擬電廠的只有冀北電力交易中心開展的虛擬電廠試點。冀北虛擬電廠一期接入蓄熱式電采暖、可調節工商業、智慧樓宇、智能家居、用戶側儲能等11類可調資源，容量約16萬千瓦，分布在張家口、秦皇島、廊坊三個地市。初期參與試點運營報裝總容量約8.0萬千瓦，主要為蓄熱式電采暖、可調節工商業和智慧樓宇。在服務“新基建”方面，率先在張家口試點采用5G技術，實現蓄熱式電鍋爐資源與虛擬電廠平臺之間大并發量、低時延的信息快速雙向安全傳輸。目前冀北虛擬電廠商業運營主要參與華北調峰輔助服務市場，根據系統調峰需求，實時聚合調節接入資源用電負荷，在新能源大發期間增加用電需求（填谷），減少火電廠不經濟的深調狀態，獲得與調峰貢獻相匹配的市場化收益。截至2020年3月底，虛擬電廠累計調節里程757.86萬千瓦時，實際最大調節功率達到3.93萬千瓦，投運以來虛擬電廠總收益約157.46萬元，日最大收益為87092.95元。

第三階段：跨空間自主調度型虛擬電廠

虛擬電廠發展的高級階段將能實現跨空間自主調度。當前國際上有兩個典型案例：一個是德國Next Kraftwerke公司。該公司早在2009年就啟動了虛擬電廠商業模式，至2017年實現對4200多個分布式發電設備的管理，包括熱電聯產、生物質能發電、小水電以及風電、光伏，也包括一部分可控負荷，總規模達到280萬千瓦。一方面對風電、光伏等可控性差的發電資源安裝遠程控制裝置，通過虛擬電廠平臺聚合參與電力市場交易，獲取利潤分成；另一方面，對水電、生物質發電等調節性好的電源，通過平臺聚合參與調頻市場獲取附加收益，目前該公司占德國二次調頻市場10%的份額。據最近的信息，該公司至2019年底已經實現對跨5個國家7000多個分布式能源和可調負荷的管理。

案例二是日本正在進行的一個虛擬電廠試驗項目，該項目由日本經濟貿易產業省資助，關西電力公司、富士電機等14家公司聯合實施，共同建立一個新的能量管理系統，通過物聯網將散布在整個電網的終端用電設備整合起來，以調節可用容量，平衡電力供需，促進可再生能源的有效利用。該項目一旦實施成功，也是一個典型的跨空間自主調度型虛擬電廠。

四、理解虛擬電廠的五個視角

第一，從需求側管理到需求響應的角度。這是很自然的進化視角。目前開展需求響應和邀約型虛擬電廠，基本都是在原有需求側管理的基礎上進行，無論是管理部門、人員，還是技術支持系統，遵循的管理制度，都與需求側管理工作一脈相承。

需求響應和需求側管理有一定的相關和重疊。一般而言需求響應包括系統導向和市場導向兩種形式。系統導向的需求響應由系統運營者、服務集成者或購電代理商向消費者發出需要削減或轉移負荷的信號，通常基于系統可靠性程序，負荷削減或轉移的補償價格由系統運營者或市場確定。而市場導向的需求響應則是讓消費者直接對市場價格信號作出反應，產生行為或系統的消費方式改變，價格是由批發市場和零售市場之間互動的市場機制形成。

其中系統導向的需求響應和需求側管理具有較大的相關性。一般我們將需求側管理中影響消費行為的項目稱為負荷管理項目，而把影響消費方式的項目稱為能源效率項目。負荷管理項目可以看作市場改革之前的需求響應項目，這些項目在市場改革后發展為系統導向的需求響應。在傳統電力工業結構下，負荷管理項目可作為電力公司削減峰荷容量投資和推遲網絡升級投資的一種工具。這些項目包括直接的負荷控制和調整、高峰期電價、分時電價等。需要指出的是，在市場改革前作為負荷管理工具的高峰期電價和分時電價，雖然在市場改革后仍然是需求側響應的重要工具，但前后存在著本質的區別：前者是作為電力公司的負荷管理手段，消費者只能被動接受而無選擇權；后者則是消費者的一個電價選擇，消費者可以自主決定是否參與。

簡而言之，從需求側管理到需求響應雖然有相關繼承性，但其區別是本質性的，在需求側管理中，用戶是剛性的“無機體”，是管理和控制的對象，而在需求響應中，用戶是彈性的“有機體”，是被激勵有響應的對象。

第二，從電力市場建設和電力市場運營穩定的角度。從加州電力危機之后，大家統一了一個理念，就是一定要把用戶引入電力市場，這是從市場穩定的角度出發。關于市場穩定有一個判據，即市場中最大發電商的均衡市場份額不能大于其面對的需求側彈性。所以，要維持電力市場的穩定，途徑有兩條：一是控制最大發電商的市場份額，二是提高需求側價格彈性，也就是增加需求側響應的能力。很明顯，將供應側的集中度減少一半和將需求側的價格彈性增加1倍，對價格即市場穩定性的影響是一樣的，但后者可能更容易做到。

第三，從綜合資源規劃的角度。今年是“十四五”規劃之年，現在圍繞的核心焦點問題是關于煤電是不是開閘的問題，爭論非常激烈。目前全國各地3%～5%的尖峰負荷分布基本都在50個小時之內，如果用供應側投資，尤其是大量上化石能源電廠的話，光從投資量來講，至少需要五千億以上的規模去滿足，而如果用需求側資源，預計在1/7~1/10的投資，主要是智慧能源新基建的投資，起步可以用最基礎的需求響應項目就可以實現。

第四，從能源互聯網的角度。從2015年電改以來，和改革同時興起的是能源互聯網新技術和新業態的推進。能源互聯網和需求響應、虛擬電廠有非常高度的重疊。從局域能源互聯網角度來看，其實就是需求響應進化的一種形式，我們講需求響應首先更多的是狹義地講可調負荷，但接下來分布式能源的納入，使得整個需求側資源內涵又發生質的提升，更多以微網、局域能源互聯網的形式來做需求側資源。再往下發展就是一種廣域能源互聯網的形式，形成跨空間的源網荷儲的集成和協同。

第五，從能源革命的角度。我們理解能源革命有兩個維度，第一是主力能源品種的更替，就像從化石到非化石，從高碳到低碳，這叫能源革命。第二個維度是整個能源系統的控制和優化方式，這是一種顛覆式變化，是更為深刻的能源革命。從電力工業誕生一百四五十年以來，整個電力行業一直是top-down的控制和優化方式。但是當需求側資源不斷引入之后，在能源互聯網中以使用者為中心，將會越來越充分的實現，那時控制和優化的方式就是bottom-up。

所以，在那種情形下，我們將是一種跨空間的、廣域的源網荷儲的集成商。需求響應剛開始是少量的負荷集成商，而后發展是綜合資源集成商，是源網荷儲的集成商。再往后發展，整個行業的主力，在市場平臺上唱主角的將是這些聚合商。屆時，我國電力五級調度體系就會發生根本性變化。

五、總結與建議

首先，發展虛擬電廠意義重大。一是可以提高電網安全保障水平。當前我國中東部地區受電比例上升、大規模新能源接入、電力電子裝備增加，對電力系統平衡、調節和支撐能力形成巨大壓力。將需求側分散資源聚沙成塔，發展虛擬電廠，與電網進行靈活、精準、智能化互動響應，有助于平抑電網峰谷差，提升電網安全保障水平。二是可以降低用戶用能成本。從江蘇等地試點看，參與虛擬電廠后用戶用能效率大幅提升，在降低電費的同時，還可以獲取需求響應收益。如江蘇南京試點項目平均提升用戶能效20%；無錫試點項目提高園區整體綜合能源利用率約3個百分點，降低用能成本2%，年收益約300萬元。三是可以促進新能源消納。近年來，我國新能源裝機快速增長，2019年新增風電、光伏裝機5255萬千瓦，占全國新增裝機的62.8%，但部分地區、部分時段棄風棄光棄水現象仍比較嚴重。發展虛擬電廠，將大大提升系統調節能力，降低“三棄”電量。四是可以節約電廠和電網投資。我國電力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高負荷95%以上峰值負荷累計不足50小時。據國家電網測算，若通過建設煤電機組滿足其經營區5%的峰值負荷需求，電廠及配套電網投資約4000億元；若建設虛擬電廠，建設、運維和激勵的資金規模僅為400～570億元。

其次，當前發展虛擬電廠還存在以下幾個突出問題。一是認識不到位。目前，我國虛擬電廠處于起步階段，其組織、實施和管理基本上還是沿襲需求側管理的舊模式，沒有樹立起將需求側資源和供給側資源同等對待的理念，沒有形成體系化、常態化工作機制，沒有下定持續推進的決心。二是管理部門不明確。虛擬電廠屬新業態，目前遵循的是國家發展改革委、工信部、財政部、住建部、國資委、國家能源局等六部門于2017年發布的《電力需求側管理辦法（修訂版）》，但牽頭部門不明確，管理職能有交叉，協同發力不足。三是規范標準不統一。國家層面沒有相關文件，潛力巨大的分布式發電無法進入，限制了虛擬電廠發展空間。沒有虛擬電廠的國家、行業標準，各類設備及負荷聚合商的通信協議不統一，數據交互壁壘高、不順暢，增加了建設難度和成本。四是激勵和市場化機制不到位。目前，僅有8省市出臺了支持政策，但激勵資金盤子小、來源不穩定，難以支撐虛擬電廠規模化發展。各地電力輔助服務市場和現貨市場建設中，除華北地區開展小規模試點外，沒有將虛擬電廠作為市場主體納入。

綜上，我們應從以下幾個方面來推動虛擬電廠發展：

一是盡快啟動虛擬電廠頂層設計。建議由國務院層面出臺《虛擬電廠建設指導意見》，明確虛擬電廠定義、范圍；積極培育“聚合商”市場主體；建立虛擬電廠標準體系；明確能源主管部門牽頭建設虛擬電廠。

二是加快實施虛擬電廠“新基建”。政府部門統籌規劃，充分引入華為、騰訊、阿里等先進信通和互聯網平臺企業，搭建虛擬電廠基礎平臺。聚合商在基礎平臺上建設各類運營平臺，為廣大用能企業提供一攬子智慧能源服務。

三是加快完善激勵政策和市場化交易機制。豐富虛擬電廠激勵資金，來源可包括尖峰電價中增收資金、超發電量結余資金、現貨市場電力平衡資金等。加快完善虛擬電廠與現貨市場、輔助服務市場、容量市場的銜接機制。

四是推進虛擬電廠高質量規模化發展。應考慮將發展虛擬電廠納入各級“十四五”能源規劃并進行考核。建議在全國范圍復制推廣虛擬電廠的“江蘇模式”。“江蘇模式”主要特征有兩點：一是政府主導平臺建設和運營，提供公平、開放、免費服務；二是社會資本主導虛擬電廠建設和運營，培育了數目眾多的市場化“聚合商”，實現了技術快速迭代、成本快速下降。同時支持江蘇結合現貨市場和輔助服務市場建設，進一步提升虛擬電廠發展水平。

原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年7月31日第29、30期